Приведен анализ результатов исследований эксплуатационных возможностей техники и технологии бурения наклонно направленных скважин. В качестве технических и технологических решений, обеспечивающих проводку сложных профилей наклонных скважин, рассмотрены два варианта вращательного способа бурения. В первом варианте в качестве привода долота используются винтовые забойные двигатели, во втором – высокоинтеллектуальные роторные управляемые системы. Представлены результаты практических данных бурения скважин, имеющих сложный профиль. Дана оценка качества проводки скважин на примере совпадения проектных и фактических траекторий с использованием разных типов привода породоразрущающего инструмента, а также свойств горных пород, реологии бурового раствора и других технических характеристик динамически активных систем. Выявлен диапазон частоты вращения роторных управляемых систем, обеспечивающий минимальную амплитуду колебаний компоновки низа бурильной колонны. Анализ результатов исследований показал, что основной источник колебания связан с изгибающими и сжимающими напряжениями, обусловленными искривлением скважины, а также жесткостью бурильного инструмента. Как следствие, в системе нижней части бурильной колонны формируются автоколебания, приводящие к невозможности корректировки азимутальных и зенитных углов. Изменение жесткости нижней части инструмента и параметров бурения, предусматривающих снижение частоты вращения бурильной колонны и регулирование нагрузки на долото, частично позволяет решить данную проблему, однако увеличение частоты ограничено техническими характеристиками существующих систем верхнего привода.

An analysis of operational capabilities of inclined drilling equipment and technology is presented. Two options of rotary drilling are reviewed as technical and technological solutions, facilitating construction of wells with difficult profiles. The first option implies that the driver unit of the drill bit is represented by downhole drilling motor, the second one utilizes sophisticated rotary steerable systems. Practical results of drilling wells with difficult profiles are presented. A quality assessment of drilling is provided through the example of comparing designed and actual trajectories, using different driver units for the drill bit, as well as properties of surrounding rocks, rheology of the drill fluid and other characteristics of dynamically active systems. A range of rotation speed has been determined that allows rotary steerable systems to have minimal oscillation amplitude of the bottom-hole assembly. Analysis of investigation results showed that the main source of oscillations is linked to bending and compressing stresses, caused by well deviations as well as rigidity of the drilling tool. In effect, in the bottom-hole assembly occur auto-oscillations, making it impossible to correct azimuth and zenith angles. Alteration of rigidity in the bottom part of the tool and drilling parameters, implying reduced rotation speed of the drill string and regulation of drill bit pressure, can partially solve this problem, though increase in rotation speed is limited by technical characteristics of existing top drive systems.